Xây dựng mô hình ứng xử pha cho vỉa khí condensate ứng dụng phương pháp tính lưu lượng tới hạn nhằm tối ưu khai thác cho mỏ khí condensate kim ngưu, bồn trũng cửu long

 Xây dựng mô hình ứng xử pha áp dụng cho vỉa khí condensate thuộc mỏ khí Kim Ngưu, bồn trũng Cửu Long; Hiệu chỉnh mô hình với số liệu phòng thí nghiệm;  Xây dựng mô hình dòng chảy đa p

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA KHOA KỸ THUẬT ĐI ̣A CHẤT VÀ DẦU KHÍ

BỘ MÔN KHOAN KHAI THÁC DẦU KHÍ

MỎ KHÍ CONDENSATE KIM NGƯU,

BỒN TRŨNG CỬU LONG

Chuyên ngành: Kỹ Thuật Khoan Khai Thác Và Công Nghệ Dầu Khí

CBHD: TS Mai Cao Lân

HVTH: Nguyễn Vũ Thiên Tú

Mã số: 12373023

Tp Hồ Chí Minh, tháng 12 năm 2013

Cán bộ hướng dẫn khoa học :

Cán bộ chấm nhận xét 1 :

Cán bộ chấm nhận xét 2 :

Luận văn thạc sĩ được bảo vệ tại Trường Đại học Bách Khoa, ĐHQG Tp HCM ngày tháng năm

Thành phần Hội đồng đánh giá luận văn thạc sĩ gồm: (Ghi rõ họ, tên, học hàm, học vị của Hội đồng chấm bảo vệ luận văn thạc sĩ) 1

2

3

4

5

Xác nhận của Chủ tịch Hội đồng đánh giá LV và Trưởng Khoa quản lý chuyên ngành sau khi luận văn đã được sửa chữa (nếu có) CHỦ TỊCH HỘI ĐỒNG TRƯỞNG KHOA

- -

NHIỆM VỤ LUẬN VĂN THẠC SỸ

Họ tên học viên: Nguyễn Vũ Thiên Tú MSHV: 12373023

Ngày, tháng, năm, sinh: 13/05/1988 Nơi sinh: Tp HCM Chuyên ngành: Kỹ thuật Khoan Khai Thác Và Công Nghệ Dầu Khí Mã số:

I TÊN ĐỀ TÀI:

XÂY DỰNG MÔ HÌNH ỨNG XỬ PHA CHO VỈA KHÍ CONDENSATE-ỨNG DỤNG PHƯƠNG PHÁP TÍNH LƯU LƯỢNG TỚI HẠN NHẰM TỐI ƯU KHAI THÁC CHO MỎ KHÍ CONDENSATE KIM NGƯU, BỒN TRŨNG CỬU LONG

NHIỆM VỤ VÀ NỘI DUNG:

 Tìm hiểu cơ sở lý thuyết về mô hình ứng xử pha cho vỉa khí condensate Khảo sát các đặc trưng cơ bản của khí condensate, thí nghiệm phân tích PVT, phương trình trạng thái và mô hình black oil hiệu chỉnh

 Xây dựng mô hình ứng xử pha áp dụng cho vỉa khí condensate thuộc mỏ khí Kim Ngưu, bồn trũng Cửu Long; Hiệu chỉnh mô hình với số liệu phòng thí nghiệm;

 Xây dựng mô hình dòng chảy đa pha trong giếng khai thác; Hiệu chỉnh mô hình theo số liệu MDT;

 Xác định lưu lượng tới hạn cho giếng khai thác khí condensate mỏ khí condensate Kim Ngưu

II NGÀY GIAO NHIỆM VỤ: III NGÀY HOÀN THÀNH NHIỆM VỤ:

IV CÁN BỘ HƯỚNG DẪN: TS MAI CAO LÂN

(Họ tên và chữ ký) (Họ tên và chữ ký)

TRƯỞNG KHOA……….…

(Họ tên và chữ ký)

nghiên cứu “XÂY DỰNG MÔ HÌNH ỨNG XỬ PHA CHO VỈA KHÍ

CONDENSATE-ỨNG DỤNG PHƯƠNG PHÁP TÍNH LƯU LƯỢNG TỚI HẠN NHẰM TỐI ƯU KHAI THÁC CHO MỎ KHÍ CONDENSATE KIM NGƯU, BỒN TRŨNG CỬU LONG.” của học viên Nguyễn Vũ Thiên Tú đã hoàn tất Để có được

thành quả này, tác giả đã nhận được rất nhiều sự giúp đỡ trong việc truyền đạt kiến thức, kinh nghiệm và tận tình chỉ bảo của các thầy cô giáo trong khoa Kỹ thuật Địa chất và Dầu khí - Đại học Bách Khoa TPHCM, các thầy hướng dẫn, cán bộ phản biện, lãnh đạo Ban, Phòng và bạn bè đồng nghiệp trong công ty

Tác giả xin bày tỏ lòng biết ơn chân thành đối với sự giảng dạy đầy nhiệt huyết của các thầy cô giảng viên khoa Kỹ thuật Địa Chất & Dầu Khí trường Đại học Bách Khoa thành phố Hồ Chí Minh trong suốt quá trình hoàn thành khóa cao học tại trường

Đặc biệt xin chân thành cảm ơn sự giúp đỡ và hướng dẫn nhiệt tình, tận tâm của cán bộ hướng dẫn: TS Mai Cao Lân đã hướng dẫn tác giả từ lúc lập đề cương và hoàn thành bản luận văn này

Thành phố Hồ Chí Minh, tháng 12/2013

Nguyễn Vũ Thiên Tú

ii

Trong quá trình khai thác, ban đầu dòng chảy khí condensate trong đường ống khai thác còn đang ở chế độ một pha do áp suất của dòng chảy lớn hơn giá trị áp suất điểm sương; Tuy nhiên, trong quá trình đi lên bề mặt, áp suất dòng chảy sẽ suy giảm dần và thấp hơn áp suất điểm sương Khi đó, dòng chảy khí condensate trong đường ống khai thác bắt đầu ngưng tụ các giọt pha lỏng Trong trường hợp, nếu lưu lượng dòng chảy khí condensate không lớn hơn giá trị lưu lượng thấp nhất cần có (hoặc lưu lượng tới hạn) để vận chuyển được các giọt lỏng condensate lên bề mặt thì các giọt pha lỏng sẽ rớt lại và tích lũy dần tại đáy giếng Điều này sẽ gây ra sự cản trở dòng chảy từ vỉa vào giếng Vì vậy, giá trị lưu lượng tới hạn cần được tính toán và so sánh với lưu lượng hiện tại trong giếng để có thể phát hiện và ngăn chặn kịp thời hiện tượng này bằng các biện pháp can thiệp giếng Một khi lưu lượng tới hạn giảm và thấp hơn lưu lượng dòng chảy hiện tại thì các giọt lỏng condensate sẽ được vận chuyển lên bề mặt Trước khi tính toán lưu lượng tới hạn nhằm duy trì và nâng cao khả năng khai thác của một giếng, các nghiên cứu chi tiết về đặc tính của chất lưu phải được tiến hành một cách cẩn thận Trong đó, việc nghiên cứu đặc tính chất lưu sẽ cho cái nhìn tổng quan về sự biến đổi giữa các pha hay còn gọi là ứng xử pha trong cùng một chất lưu, đây là yếu tố đầu vào rất quan trọng trong các mô hình dòng chảy của giếng mà được sử dụng để tính toán lưu lượng tới hạn Vì thế, luận văn này được thực hiện với mục đích hệ thống hóa cơ sở lý thuyết về ứng xử pha của khí condensate Từ đó, mô hình mô phỏng sự thay đổi thành phần các pha và các tính chất của khí condensate được xây dựng theo phương trình trạng thái EOS và mô hình black oil hiệu chỉnh nhằm ứng dụng vào thực tiễn cho đối tượng khí condensate cụ thể là mỏ Kim Ngưu, thuộc bồn trũng Cửu Long Kết quả mô phỏng từ phương trình trạng thái EOS và

mô hình black oil hiệu chỉnh được so sánh với thí nghiệm PVT cho khí condensate của

mỏ Kim Ngưu Trong đó, phương trình trạng thái EOS có sai số thấp hơn được chọn để hiệu chỉnh để có kết quả mô phỏng ứng xử pha phù hợp nhất với tính chất khí condensate

mỏ Kim Ngưu Kết quả mô phỏng ứng xử pha từ phương trình trạng thái sau khi được hiệu chỉnh được áp dụng vào các mô hình dòng chảy cơ học trong giếng là (1) Hasan và Kabir, (2) Petalas và Aziz Kết quả tính toán từ hai mô hình được so sánh với số liệu đo

iv

Tôi xin cam đoan luận văn thạc sỹ “XÂY DỰNG MÔ HÌNH ỨNG XỬ PHA CHO VỈA

KHÍ CONDENSATE-ỨNG DỤNG PHƯƠNG PHÁP TÍNH LƯU LƯỢNG TỚI HẠN NHẰM TỐI ƯU KHAI THÁC CHO MỎ KHÍ CONDENSATE KIM NGƯU, BỒN TRŨNG CỬU LONG.” là công trình nghiên cứu của cá nhân tôi Các số liệu trong luận

văn là các số liệu trung thực

NGUYỄN VŨ THIÊN TÚ

Chuyên ngành Kỹ Thuật Khoan Khai Thác Và Công Nghệ Dầu Khí Trường Đại học Bách Khoa TP Hồ Chí Minh

v

LỜI CẢM ƠN i

DANH SÁCH BẢNG BIỂU vii

DANH SÁCH HÌNH VẼ ix

PHẦN MỞ ĐẦU 1

CHƯƠNG 1 NỀN TẢNG LÝ THUYẾT 9

1.1 Cơ sở lý thuyết về mô hình ứng xử pha cho vỉa khí condensate 9

1.1.1 Đặc trưng cơ bản của khí condensate 9

1.1.2 Cơ sở lý thuyết về thí nghiệm Constant-Volume Depletion (CVD) 11

1.1.3 Cơ sở lý thuyết về mô hình Black Oil hiệu chỉnh (MBO) 17

1.1.4 Cơ sở lý thuyết về phương trình trạng thái EOS 25

1.2 Cơ sở lý thuyết về các mô hình dòng chảy cơ học của giếng khí condensate 32

1.2.1 Giới thiệu về mô hình dòng chảy cơ học trong giếng khí condensate 32

1.2.2 Mô hình cơ học Hasan và Kabir 33

1.2.3 Mô hình cơ học Petalas và Aziz 39

CHƯƠNG 2 XÂY DỰNG MÔ HÌNH ỨNG XỬ PHA CHO VỈA KHÍ CONDENSATE MỎ KIM NGƯU 48

2.1 Xây dựng mô hình ứng xử pha đối với mỏ khí condensate Kim Ngưu 48

2.2 Hiệu chỉnh mô hình ứng xử pha của khí condensate mỏ Kim Ngưu 63

vi

CHƯƠNG 3 ÁP DỤNG KẾT QUẢ MÔ HÌNH ỨNG XỬ PHA TRONG TÍNH TOÁN

MÔ HÌNH GIẾNG VÀ LƯU LƯỢNG TỚI HẠN NHẰM TỐI ƯU KHAI THÁC MỎ KHÍ CONDENSATE KIM NGƯU 70

3.1 Áp dụng kết quả mô hình ứng xử pha trong tính toán mô hình giếng mỏ khí condensate Kim Ngưu 72 3.2 Hiệu chỉnh mô hình giếng khí condensate mỏ Kim Ngưu 77

3.3 Tính toán lưu lượng tới hạn theo mô hình Turner Droplet nhằm duy trì và nâng cao hiệu quả khai thác giếng khí condensate mỏ Kim Ngưu 82 Kết luận kiến nghị 93 TÀI LIỆU THAM KHẢO 96

vii

CHƯƠNG 1

CHƯƠNG 2

Bảng 2 1 Dữ liệu ban đầu trong phân tích thí nghiệm CVD 49

Bảng 2 2 Thành phần của các cấu tử theo pha khí tại cấp áp suất Pi 50

Bảng 2 3 Dữ liệu được tính toán trong phân tích thí nghiệm CVD 50

Bảng 2 4 Số lbmole của các cấu tử còn lại trong ống thí nghiệm theo cấp áp suất Pi 51

Bảng 2 5 Số lbmole của các cấu tử theo pha lỏng trong ống thí nghiệm theo cấp áp suất Pi 51

Bảng 2 6 Thành phần mole của các cấu tử trong khí condensate tại mỏ Kim Ngưu 54

Bảng 2 7 Tỷ trọng và khối lượng mole của các pha trong khí condensate của mỏ Kim Ngưu 55

Bảng 2 8 Kết quả tính GOR của pha lỏng trong khí condensate của mỏ Kim Ngưu 55

Bảng 2 9 Dữ liệu đo tỷ trọng và kết quả tính CGR của khí condensate tại mỏ Kim Ngưu 56

Bảng 2 10 So sánh kết quả tính toán cân bằng pha giữa CVD, MBO, EOS tại áp suất 4214.7 psia 57

Bảng 2 11 So sánh kết quả tính toán cân bằng pha giữa CVD, MBO, EOS tại áp suất 714.7 psia 57

Bảng 2 12 Bảng dữ liệu được dùng để xác định Liquid Density trong thí nghiệm CVD 59 Bảng 2 13 Bảng so sánh kết quả mô phỏng tính chất PVT của khí condensate 60

Bảng 2 14 Bảng so sánh kết quả mô phỏng tính chất PVT của khí condensate 61

Bảng 2 15 Bảng so sánh kết quả mô phỏng tính chất PVT của khí condensate 66

Bảng 2 16 Bảng so sánh kết quả mô phỏng tính chất PVT của khí condensate 67

ix

CHƯƠNG 1

Hình 1 1 Biểu đồ pha Áp suất – Nhiệt độ tiêu biểu của vỉa khí condensate 10

Hình 1 2 Mô hình thay đổi thành phần khí condensate trong quá trình khai thác 10

Hình 1 3 Sơ đồ tính toán cân bằng pha trong phân tích thí nghiệm CVD 12

Hình 1 4 Sơ đồ tính toán cân bằng pha theo mô hình Modified Black Oil 19

Hình 1 5 Sơ đồ tính toán tỷ số cân bằng pha Ki theo EOS 27

Hình 1 6 Sơ đồ tính toán theo mô hình dòng chảy hai pha của Hasan và Kabir 34

Hình 1 7 Sơ đồ tính toán theo mô hình dòng chảy cơ học Petalas và Aziz 40

Hình 1 8 Hình vẽ mô tả chu vi của bề mặt phân cách giữa pha lỏng và pha khí trong giếng Si (interfacial perimeter) 43

Hình 1 9 Hình vẽ mô tả tiết diện của lớp màng pha lỏng Af và tiết diện của phần dòng chảy pha khí nằm giữa lớp màng pha lỏng Ac 43

CHƯƠNG 2 Hình 2 1 Sơ đồ xây dựng mô hình ứng xử pha đối với mỏ khí condensate Kim Ngưu 48

Hình 2 2 Đồ thị thành phần mole các cấu tử theo pha lỏng tại áp suất Pi theo CVD 52

Hình 2 3 Đồ thị thành phần mole cấu tử C12+ và C1 theo pha khí tại áp suất Pi theo CVD 52

Hình 2 4 Kết quả tính toán cân bằng pha theo CVD 53

Hình 2 5 Đồ thị tỷ số cân bằng pha Ki theo EOS 54

Hình 2 6 Đồ thị tỷ số khí hòa tan trong pha lỏng (GOR) theo mô hình MBO 55

Hình 2 7 Kết quả tính toán cân bằng pha theo MBO 56

Hình 2 8 Đồ thị so sánh kết quả thành phần mole cấu tử C1 và C12+ theo pha lỏng 58

Hình 2 9 Đồ thị so sánh kết quả thành phần mole cấu tử C1 và C12+ theo pha khí 58

x

Ngưu 61

Hình 2 11 Đồ thị so sánh kết quả mô phỏng tính chất Liquid Density khí condensate mỏ Kim Ngưu 62

Hình 2 12 Đồ thị so sánh kết quả mô phỏng tính chất Gas FVF khí condensate mỏ Kim Ngưu 62

Hình 2 13 Đồ thị so sánh kết quả mô phỏng tính chất Gas Density khí condensate mỏ Kim Ngưu 63

Hình 2 14 Sơ đồ hiệu chỉnh phương trình trạng thái EOS 64

Hình 2 15 Kết quả mô phỏng CGR sau khi hiệu chỉnh hệ số a 68

Hình 2 16 Kết quả mô phỏng Gas FVF sau khi hiệu chỉnh hệ số a 69

Hình 2 17 Kết quả mô phỏng Gas Density sau khi hiệu chỉnh hệ số a 69

CHƯƠNG 3 Hình 3 1 Sơ đồ áp dụng kết quả mô hình ứng xử pha trong tính toán mô hình giếng và lưu lượng tới hạn nhằm tối ưu khai thác mỏ khí condensate Kim Ngưu 71

Hình 3 2 Sơ đồ thực hiện Công việc 1 72

Hình 3 3 Đồ thị áp suất theo độ sâu của giếng khí condensate thuộc mỏ Kim Ngưu 77

Hình 3 4 Quy trình hiệu chỉnh mô hình Hasan và Kabir 78

Hình 3 5 Đồ thị đường áp suất theo độ sâu trước và sau hiệu chỉnh so với kết quả đo thực tế 81

Hình 3 6 Đồ thị đường VLP của giếng khí condensate mỏ Kim Ngưu sau khi hiệu chỉnh mô hình 81

Hình 3 7 Đồ thị so sánh đường giá trị lưu lượng tới hạn và lưu lượng dòng chảy khí condensate 83

xi

Hình 3 8 Đồ thị mối quan hệ giữa giá trị lưu lượng tới hạn và đường kính ống khai thác của giếng khí condensate mỏ Kim Ngưu 85Hình 3 9 Đồ thị mối quan hệ giữa tính chất PVT Condensate Gas Ratio rs và đường kính ống khai thác của giếng khí condensate mỏ Kim Ngưu 85Hình 3 10 Đồ thị mối quan hệ giữa tính chất PVT Gas Density và đường kính ống khai thác của giếng khí condensate mỏ Kim Ngưu 86Hình 3 11 Đồ thị mối quan hệ giữa áp suất đáy giếng và đường kính ống khai thác của giếng khí condensate mỏ Kim Ngưu 86

Hình 3 12 Đồ thị cho thấy lưu lượng tới hạn chỉ giảm đến giá trị khoảng 31.5 – 32 MMSCFD khi giảm đường kính xuống giá trị từ 5.98 đến 3.58 inch 87Hình 3 13 Đồ thị cho thấy lưu lượng tới hạn của giếng khí condensate là hàm số theo tỷ trọng của khí condensate mỏ Kim Ngưu 89Hình 3 14 Đồ thị cho thấy lưu lượng tới hạn của giếng khí condensate tại mỏ Kim Ngưu

là hàm số theo các thông số đường kính ống, áp suất đầu giếng và tỷ số CGR trong khai thác 90Hình 3 15 Đồ thị cho thấy lưu lượng tới hạn của giếng khí condensate tại mỏ Kim Ngưu sau khi chọn lại thông số khai thác và thông số giếng đã thấp hơn so với lưu lượng khí hiện tại 90Hình 3 16 Lưu lượng hiện tại của giếng được nâng cao do đường VLP sau khi chọn lại thông số khai thác và thông số giếng phù hợp đã thấp hơn so với đường VLP ban đầu 91Hình 3 17 Lưu lượng tới hạn tại các năm thứ 1 đến năm thứ 7 vẫn còn thấp hơn lưu lượng của giếng khí condensate mỏ Kim Ngưu 92

1

PHẦN MỞ ĐẦU

 Tính cấp thiết của đề tài

Mỏ khí condensate Kim Ngưu là một trong những phát hiện quan trọng trong bồn trũng Cửu Long trong năm 2003 Việc khoan thăm dò và thẩm lượng đã được tiến hành tại cấu tạo Kim Ngưu với các giếng khoan KN-1X, KN-2X, KN-3X, KN-4X vào các năm 2003, 2005 và 2006 Từ các thông số thu được trong quá trình khai thác, việc nghiên cứu các thông số trong hệ thống khai thác để xây dựng các mô hình động và mô hình giếng khai thác được thực hiện nhằm đưa ra chiến lược khai thác thích hợp trong tương lai Thông số về PVT là một trong những thông số quan trọng để xây dựng mô hình động và mô hình giếng khai thác, đặc biệt với đối tượng là mỏ khí condensate Do đó, thông số thí nghiệm PVT được thu thập sẽ được phân tích, kiểm tra và mô hình hóa bằng các mô hình mô phỏng tương đối phù hợp với các số liệu thí nghiệm, các mô hình mô phỏng càng chính xác càng thể hiện đúng bản chất của chất lưu trong môi trường vỉa và trong hệ thống khai thác

Vì vậy, quy trình xây dựng mô hình ứng xử pha là rất quan trọng để áp dụng trong việc tính toán mô hình giếng và lưu lượng khai thác tới hạn nhằm nâng cao khả năng khai thác một cách chính xác

Song song đó, các giếng khai thác khí condensate thường xuyên xảy ra hiện tượng pha lỏng ngưng tụ từ khí condensate tích tụ tại đáy giếng do không được dòng chảy của khí vận chuyển lên bề mặt Điều này dẫn đến chỉ số khai thác của giếng

bị suy giảm nhanh chóng đến một lúc nào đó giếng sẽ ngừng cho dòng Tuy nhiên, nếu lưu lượng dòng khí condensate trong ống khai thác đủ cao thì dòng chảy có thể vận chuyển tất cả các pha lỏng bị rơi lại tại đáy giếng lên đến bề mặt Do đó, giá trị lưu lượng tới hạn là thông số rất quan trọng cần được xác định nhằm ổn định và nâng cao lưu lượng của các giếng khai thác khí condensate tại mỏ Kim Ngưu Từ nhu cầu đó, việc phát triển phương pháp tính toán lưu lượng tới hạn là rất cần thiết trong việc phát hiện kịp thời hiện tượng tích tụ condensate tại đáy giếng nhằm đưa

ra các biện pháp can thiệp giếng thích hợp nhất Từ đó, lưu lượng khai thác của

số liệu thí nghiệm PVT Từ đó, mô hình có sai số so thấp hơn được lựa chọn để tiến hành hiệu chỉnh nhằm có được mô hình phản ánh đúng tính chất của khí condensate mỏ Kim Ngưu Ứng dụng kết quả mô phỏng ứng xử pha làm dữ liệu đầu vào để tính toán mô hình giếng và lưu lượng tới hạn Từ đó, khả năng khai thác cho giếng tại mỏ khí condensate Kim Ngưu, bồn trũng Cửu Long được duy trì

và nâng cao

Nội dung nghiên cứu:

Nghiên cứu cơ sở lý thuyết về các mô hình mô phỏng ứng xử pha của khí condensate Từ đó, sự thay đổi thành phần các pha và tính chất PVT của khí condensate tại mỏ Kim Ngưu được mô phỏng bằng các mô hình thích hợp, qua đó

mô hình mô phỏng nào có sai số so với thí nghiệm thấp hơn được lựa chọn tiến hành hiệu chỉnh để có được một mô hình mô phỏng ứng xử pha phản ánh đúng tính chất của khí condensate mỏ Kim Ngưu Nghiên cứu cơ sở lý thuyết về các mô hình

cơ học dòng chảy trong giếng khai thác khí condensate và cơ sở lý thuyết tính toán lưu lượng tới hạn trong giếng khai thác khí condensate Các mô hình giếng và tính toán lưu lượng tới hạn có áp dụng kết quả mô phỏng tính chất PVT của khí condensate đã được hiệu chỉnh Từ đó, sự ảnh hưởng của các thông số khai thác đến khả năng khai thác của giếng hiện tại được nghiên cứu trong trường hợp có sự tích tụ condensate tại đáy giếng, qua đó các biện pháp can thiệp giếng phù hợp

về tính chất PVT đóng một vai trò rất quan trọng đến độ chính xác của mô hình Các mô hình mô phỏng ứng xử pha và biến đổi tính chất PVT ở điều kiện vỉa và trong giếng Việc nghiên cứu các công cụ để mô phỏng sự biến đổi tính chất PVT thông qua các mô hình mô phỏng và các nghiên cứu về tối ưu khai thác đã được thực hiện cả trong và ngoài nước với các bài báo và báo cáo cụ thể sau:

1 Nguyễn Vi Hùng, Hoàng Mạnh Tấn, Dự đoán tính chất vật lý Dầu mỏ bằng các tương quan thực nghiệm PVT, Tuyển tập báo cáo hội nghị khoa học công nghệ

“ Viện Dầu Khí Việt Nam: 25 năm xây dựng và trưởng thành”

Các tác giả xây dựng các tương quan phù hợp (phương trình thực nghiệm) cho việc

dự đoán tính chất PVT của dầu mỏ thềm lục địa Việt Nam qua việc phân tích hàng trăm mẫu dầu từ hai bể Cửu Long và Nam Côn Sơn (được phân tích tại phòng thí nghiệm PVT của Viện Dầu Khí-VPI và Viện NCKH-TK Vietsovpetro) Đồng thời thông qua các thực nghiệm được xây dựng bằng cách sử dụng phân tích hồi quy tuyến tính để dự báo áp suất bão hòa, tỷ số dầu-khí, hệ số thể tích, tỷ trọng, hệ số nén và độ nhớt của dầu… với sai số nhỏ so với số liệu thực nghiệm, tác giả cho rằng đã khắc phục được những nhược điểm của các nghiên cứu trước đây khi sử dụng các tương quan thông dụng như Standing, Glaso hay Vasquez và Beggs Cuối cùng các tác giả đưa ra nhận định có thể sử dụng các phương trình thực nghiệm mới trong việc tính toán các thông số PVT của chất lưu (như tính toán áp suất bão

Tác giả nhấn mạnh ý nghĩa của phương trình trạng thái trong việc mô phỏng sự thay đổi của các thành phần pha khi áp suất và nhiệt độ thay đổi sẽ dẫn tới các chất lưu như khí ngưng tụ, dầu mất dần các thành phần nhẹ… khi đó tỷ lệ mol của từng thành phần trong mỗi pha biến động rất lớn, dẫn đến làm thay đổi tỷ lệ cân bằng pha khí-lỏng và ứng xử pha

Luận văn ứng dụng phần mềm thương mại PVTi nhằm xây dựng mô hình ứng xử pha cho mỏ khí condensate Hừng Đông bằng phương trình trạng thái SRK, theo một quy trình cụ thể, rõ ràng Kết quả mô phỏng các thí nghiệm PVT của phương trình trạng thái SRK cho thấy kết quả mô phỏng rất sát với kết quả thực nghiệm sau khi đã hiệu chỉnh bằng phần mềm PVTi Giá trị sai số giữa giá trị mô phỏng và giá trị thực nghiệm chủ yếu đều nhỏ hơn 3%, trong đó giá trị điểm sương chỉ sai lệch 1 psi so với giá trị thực nghiệm

3 A.H El-Banbi, K.A Fattah and M.H Sayyouh: New Modified Black-Oil Correlations for Gas Condensate and Volatile Oil Fluids, SPE 102240

Bài báo nêu lên việc phát triển các công thức tương quan mới từ mô hình đặc tính dầu hiệu chỉnh (MBO-modified black oil) và ứng dụng của nó cho các mô hình mỏ khí condensate và dầu nhẹ (ban đầu mô hình MBO được sử dụng để mô phỏng một

mỏ với 3 thành phần chủ yếu là: khí khô, dầu và nước) Bài báo cáo có 4 thông số PVT được quan tâm khảo sát chính là tỷ số dầu hòa tan-khí (rs), tỷ số khí hòa tan-dầu (Rs), hệ số thể tích thành hệ của dầu (Bo) và hệ số thể tích thành hệ của khí (Bg) Trong đó, tỷ số dầu-khí là thông số quan trọng trong các tính toán cân bằng vật chất và mô hình thủy động lực đa thành phần E300, không thể tính toán bằng các tương quan thông thường trong mô hình đặc tính dầu mà phải được tính thông

5

qua các thí nghiệm trong phòng lab kết hợp với các phương trình trạng thái được tính toán tỉ mỉ Để xây dựng được các tương quan mới (công thức thực nghiệm), các tác giả sử dụng phương pháp Whitson & Torp kết hợp với 1850 giá trị từ kết quả phân tích PVT của 8 mẫu khí condensate, 1180 giá trị từ kết quả phân tích 6 mẫu dầu nhẹ để xây dựng các thông số PVT (các thông số này phải phù hợp với kết quả thực nghiệm và phương trình trạng thái của chất lưu) Kết quả các tương quan mới giúp cho việc tính toán 4 thông số PVT tỷ số dầu-khí (rs), tỷ số khí hòa tan-dầu (Rs), hệ số thể tích thành hệ của Dầu (Bo) và hệ số thể tích thành hệ của khí (Bg) trở nên chính xác hơn trong các mô hình mỏ khí-condensate và dầu nhẹ

Đóng góp của đề tài luận văn này trong phần mô phỏng ứng xử pha khí condensate: Nghiên cứu chi tiết cơ sở lý thuyết các phương pháp mô phỏng bao gồm phương trình trạng thái, thí nghiệm phân tích PVT Constant Volume Depletion (CVD) và mô hình black oil hiệu chỉnh (Modified Black Oil) Dựa trên

cơ sở lý thuyết, quy trình tính toán được trình bày rõ ràng và chi tiết đối với từng

mô hình mô phỏng và áp dụng quy trình này để mô phỏng ứng xử pha cho mỏ khí condensate Kim Ngưu Từ đó, kết quả mô phỏng từ phương trình trạng thái và mô hình Modified Black Oil được so sánh với kết quả từ thí nghiệm CVD nhằm lựa chọn một mô hình có sai số thấp hơn để tiến hành hiệu chỉnh Qua đó, mô hình mô phỏng ứng xử pha được xây dựng phản ánh đúng tính chất của khí condensate mỏ Kim Ngưu Mô hình mô phỏng phù hợp được áp dụng vào các mô hình cơ học dòng chảy trong giếng và tính toán lưu lượng tới hạn phục vụ trong việc duy trì và nâng cao hiệu quả khai thác của giếng tại mỏ Kim Ngưu

4 Nguyễn Hùng, Xây dựng mô hình tích hợp hệ thống khai thác mỏ Gấu Vàng – Bồn trũng Cửu Long Trường ĐH Bách Khoa ĐHQG Tp.HCM

Luận văn ứng dụng cơ sở lý thuyết mô hình dòng chảy trong giếng dầu thông thường nhằm xây dựng và hiệu chỉnh mô hình dòng chảy trong giếng Ứng dụng

cơ sở lý thuyết về phân tích điểm nút, các mô hình dòng chảy trong vỉa, phương trình cân bằng vật chất để xây dựng mô hình vỉa chứa theo từng giai đoạn khai thác

6

khác nhau của mỏ Gấu Vàng Ứng dụng phần mềm thương mại IPM để xây dựng

mô hình giếng và mô hình vỉa, tiếp theo đó là hiệu chỉnh lại so với số liệu thực tế nhằm tích hợp các mô hình từ vỉa lên đến bề mặt bằng công cụ GAP trong phần mềm thương mại IPM Sau đó, mô hình được sử dụng vào việc tối ưu hệ thống khai thác mỏ Gấu Vàng

Đóng góp của luận văn này trong việc thiết lập mô hình nâng cao khả năng khai thác của giếng: Nghiên cứu chi tiết cơ sở lý thuyết về các mô hình cơ học được ứng dụng trong xây dựng mô hình dòng chảy đa pha trong giếng khai thác khí condensate Nghiên cứu chi tiết cơ sở lý thuyết về phương pháp tính toán lưu lượng tới hạn trong giếng khai thác khí condensate Từ việc nghiên cứu chi tiết các

cơ sở lý thuyết trên, quy trình tính toán cụ thể của các mô hình dòng chảy trong giếng được thiết lập So sánh sai số về kết quả của các mô hình so với dữ liệu đo thực tế, từ đó mô hình có sai số thấp hơn được lựa chọn để tiến hành hiệu chỉnh

Mô hình giếng sau khi được hiệu chỉnh cho kết quả sát với dữ liệu đo thực tế, qua

đó áp dụng trong việc tính toán lưu lượng tới hạn cho giếng khí condensate cụ thể tại mỏ Kim Ngưu nhằm nâng cao khả năng khai thác của giếng một cách hiệu quả Trong quá trình nghiên cứu nâng cao khả năng khai thác, ảnh hưởng của các thông số khai thác và thông số giếng đến khả năng khai thác của giếng khí condensate mỏ Kim Ngưu được xem xét

 Phương pháp nghiên cứu

Phương pháp nghiên cứu của đề tài là dựa trên cơ sở lý thuyết về tính chất của chất lưu khí condensate, thí nghiệm PVT, phương trình trạng thái EOS và mô hình dầu black oil hiệu chỉnh (Modified Black Oil) để xây dựng mô hình ứng xử pha cho khí condensate Mô hình được ứng dụng cho đối tượng nghiên cứu là mỏ khí condensate Kim Ngưu, bồn trũng Cửu Long Cơ sở lý thuyết xây dựng quy trình

mô phỏng ứng xử pha theo các mô hình và hiệu chỉnh mô hình được áp dụng trong việc xây dựng mô hình tính toán lưu lượng tới hạn nhằm duy trì và nâng cao lưu lượng khai của giếng khí condensate mỏ Kim Ngưu

7

 Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài

Quy trình xây dựng mô hình ứng xử pha của khí condensate với các dữ liệu đầu vào cho đối tượng nghiên cứu là chất lưu từ mỏ khí condensate Kim Ngưu được trình bày cụ thể, rõ ràng Đây là một trong những thông tin đầu vào quan trọng trong quy trình xây dựng mô hình giếng và tính toán lưu lượng tới hạn nhằm nâng cao khả năng khai thác cho các giếng khai thác khí condensate

Ứng dụng kết quả của mô hình ứng xử pha làm dữ liệu đầu vào trong mô hình dòng chảy trong giếng khai thác khí condensate Ứng dụng phương pháp tính toán lưu lượng tới hạn nhằm dự báo kịp thời trong trường hợp giếng khai thác có dấu hiệu ngừng cho dòng chảy do sự tích tụ condensate tại đáy giếng Từ đó, các phương án can thiệp giếng thích hợp nhất được đưa ra nhằm duy trì và nâng cao lưu lượng khai thác trong giếng khai thác khí condensate tại mỏ Kim Ngưu

 Cấu trúc của luận văn

Luận văn bao gồm phần mở đầu, kết luận và kiến nghị, nội dung chính gồm 3 chương sau đây:

Chương 1: Chương nền tảng lý thuyết của Luận văn bao gồm: Cơ sở lý thuyết về các đặc trưng cơ bản của khí condensate và xây dựng mô hình ứng xử pha cho khí condensate theo phương trình trạng thái EOS, mô hình dầu black oil hiệu chỉnh (Modified Black Oil) và phân tích thí nghiệm CVD; Cơ sở lý thuyết về các mô hình cơ học dòng chảy đa pha trong giếng khí condensate và tính toán lưu lượng tới hạn nhằm nâng cao khả năng khai thác của giếng khí condensate

Chương 2: Ứng dụng cơ sở lý thuyết trong Chương 1 để đưa ra quy trình cụ thể mô phỏng ứng xử pha và các biến đổi tính chất PVT của khí condensate tại mỏ Kim Ngưu So sánh kết quả mô phỏng từ các mô hình so với thí nghiệm CVD nhằm lựa chọn mô hình có sai số thấp hơn để tiến hành hiệu chỉnh Từ đó, mô hình mô phỏng chính xác về ứng xử pha của khí condensate tại mỏ Kim Ngưu

8

Chương 3: Ứng dụng cơ sở lý thuyết trong Chương 1 nhằm đưa ra quy trình tính toán cụ thể trong các mô hình giếng và lưu lượng tới hạn của giếng khí condensate thuộc mỏ Kim Ngưu Từ đó, hiện trạng khai thác của giếng mỏ Kim Ngưu được đánh giá nhằm đưa ra biện pháp can thiệp giếng phù hợp để duy trì và nâng cao khả năng khai thác của giếng tại mỏ Kim Ngưu

9

CHƯƠNG 1 NỀN TẢNG LÝ THUYẾT 1.1 Cơ sở lý thuyết về mô hình ứng xử pha cho vỉa khí condensate

Phần 1.1 hệ thống hóa các cơ sở lý thuyết về đặc trưng cơ bản của khí condensate, là hệ chất lưu dầu khí có ứng xử pha và đặc trưng dòng chảy biến đổi phức tạp theo sự suy giảm của áp suất Để mô phỏng được sự biến đổi về thành phần pha của các cấu tử có trong khí condensate và các tính chất PVT của khí condensate theo sự suy giảm của áp suất, Phần 1.1 nghiên cứu cơ sở lý thuyết các mô hình mô phỏng tính chất PVT bao gồm phân tích thí nghiệm CVD, Phương trình trạng thái (EOS), mô hình Black Oil hiệu chỉnh (MBO) Dựa trên cơ sở lý thuyết, mô hình ứng xử pha cho vỉa khí condensate tại mỏ Kim Ngưu được tiến hành xây dựng và được trình bày trong Chương 2

1.1.1 Đặc trưng cơ bản của khí condensate [1] [10]

Khí condensate là hệ chất lưu dầu - khí có ứng xử pha và đặc trưng dòng chảy biến đổi phức tạp theo sự suy giảm của áp suất Do đó, các tính chất PVT của khí condensate cần thiết phải được nghiên cứu và đánh giá một cách cẩn thận Khí condensate được đặc trưng bởi tỷ số condensate hòa tan trong khí (Condensate Gas Ratio - CGR, rs) có giá trị

từ 30 đến 300 thùng pha lỏng (condensate ngưng tụ) trên một triệu bộ khối khí tại điều kiện chuẩn Độ sâu hầu hết của các vỉa khí condensate vào khoảng từ 5000 đến 14000 ft

Áp suất vỉa có giá trị từ 3000 đến 9000 psi và nhiệt độ vỉa khoảng từ 200 đến 500oF Ứng

xử pha của hệ đa cấu tử khí condensate phụ thuộc vào biểu đồ pha và điều kiện vỉa chứa Khảo sát biểu đồ pha Áp suất – Nhiệt độ tiêu biểu của vỉa khí condensate (Hình 1.1) như sau:

Biểu đồ pha của khí condensate tương tự biểu đồ pha của hệ đa cấu tử khí ngưng tụ ngược với đường bao pha có giá trị ít thay đổi cùng với sự thay đổi áp suất tại điều kiện nhiệt độ vỉa lớn hơn điểm tới hạn và ngược lại Vỉa tồn tại hai pha (khí ngưng tụ ngược): tại điểm B, áp suất vỉa giảm đẳng nhiệt theo đường B-B1-B2-B3, nhiệt độ vỉa nhỏ hơn nhiệt độ ngưng tới hạn và áp suất vỉa gần với đường đọng sương Trong quá trình giảm

10

áp, B-B1 chỉ tồn tại một pha khí, tại B1 khí bắt đầu ngưng tụ thành pha lỏng Quá trình giảm áp tiếp tục dưới giá trị áp suất điểm đọng sương (B1), tỷ lệ pha lỏng tăng dần tới (B2), tại đây tỷ lệ pha lỏng đạt cực đại Áp suất tiếp tục giảm từ B2 đến B3, pha lỏng hóa hơi ngược trở lại thành pha khí (tỷ lệ pha lỏng giảm), đây chính là đặc trưng cơ bản của khí ngưng tụ ngược Sự giảm áp trong quá trình khai thác dẫn đến sự thay đổi về thành phần và các tính chất PVT của khí condensate

Hình 1 1 Biểu đồ pha Áp suất – Nhiệt độ tiêu biểu của vỉa khí condensate [10]

Hình 1 2 Mô hình thay đổi thành phần khí condensate trong quá trình khai thác [10]

và thành phần nặng (C4, C10) tăng so với giá trị tĩnh ban đầu Nguyên nhân chính là do sự suy giảm áp suất nhiều hơn ô 1 (điều kiện cần có để hỗn hợp di chuyển từ ô 1 sang ô 2)

Sự thay đổi về độ bão hòa và thành phần này dẫn đến sự thay đổi về các tính chất PVT của khí condensate

1.1.2 Cơ sở lý thuyết về thí nghiệm Constant-Volume Depletion (CVD) [2]

Giới thiệu về thí nghiệm Constant-Volume Depletion (CVD)

Thí nghiệm CVD được thực hiện đối với các chất lưu như khí condensate và dầu dễ bay hơi nhằm mô phỏng sự biến đổi thành phần của chất lưu trong quá trình giảm áp suất Các dữ liệu đo trong thí nghiệm CVD có thể được sử dụng trong tính toán công nghệ mỏ như phương pháp cân bằng vật chất Các tính chất PVT của khí condensate cần được xác định từ thí nghiệm CVD bao gồm: Hệ số thể tích thành hệ pha lỏng (Liquid Formation Volume Factor – Liquid FVF, Bo), Khối lượng thể tích pha lỏng (Liquid Density, o), Độ nhớt của pha lỏng (Liquid Viscosity, µo), Tỷ số condensate hòa tan trong khí (Condensate Gas Ratio - CGR, rs), Hệ số thể tích thành hệ pha khí (Gas Formation Volume Factor – Gas FVF, Bgd), Khối lượng thể tích pha khí (Gas Density, g), Độ nhớt pha khí (Gas Viscosity, µg)

Tính toán cân bằng pha từ phân tích thí nghiệm CVD

Bước 2b: Tính thể tích

pha khí trong ống thí nghiệm

Bước 2d: Tính thành

phần mole các cấu tử theo pha khí, y i

Bước 6: Tính toán tỷ số

cân bằng pha K i từ phân tích thí nghiệm CVD

13

Bước 1: Thu thập dữ liệu ban đầu trong phân tích thí nghiệm CVD

- Nhiệt độ vỉa (Reservoir Temperature) T (oR)

- Thể tích của ống thí nghiệm chứa khí condensate (Vcell) (ft3)

- Thành phần tích lũy của khí condensate được tách ra tại từng cấp áp suất Pi (Well Stream Produced - Np), Phần trăm thể tích của pha lỏng trong ống thí nghiệm theo cấp áp suất Pi (Liquid Volume – SLPi), Hệ số nén khí tương đương theo cấp áp suất Pi (Gas Z Factor – ZPi)

- Thành phần của các cấu tử theo pha khí tại các cấp áp suất Pi (Produced Gas Phase Compsition hoặc lbmole gas component, Vgas_composition_Pi)

Bước 2a: Tính thể tích của 1 lb mole khí condensate trong ống thí nghiệm theo cấp áp

suất Pi (V1lbmole_khí_cond_Pi), ft3

i Pi

Pi cond khí

Pi n compositio gas

i

V

V y

1

_ _

_ _

(1.4)

Bước 3a: Tính lb mole pha khí trong ống thí nghiệm chứa khí condensate tại các cấp áp

suất Pi (lb mole Gas in cell tại Pi hoặc n gas_incell_Pi) (lbmole):

ngas_incell_Pi  Vgas_incell_Pi / V1lbmole_khí_cond_Pi

(1.5)

Bước 3b: Tính số lbmole các cấu tử còn lại trong ống thí nghiệm (sau khi khí đã được

thoát ra khỏi ống thí nghiệm tại các cấp áp suất Pi) (mole component remaining in cell tại

Pi hoặc ncomponent_remain_incell_Pi) (lbmole)

ncomponent_remain_incell_Pi  ncomponent_remain_incell_Pi1 Vgas_composition ngas_produced_Pi

(1.6)

Bước 4: Tính số lbmole các cấu tử theo pha lỏng trong ống thí nghiệm tại các cấp áp suất

Pi (Lb mole liquid component in cell tại Pi hoặc nliquidcomponent_incell_Pi) (lbmole)

nliquidcomp onent_incell_Pi  ncomponent_remain_incell_Pi  Vgas_compositio n_Pi  ngas_incell_Pi

Pi incell onent liquidcomp i

n

n x

1

_ _

_ _

x

y

K 

15

Mô phỏng các tính chất PVT theo phân tích thí nghiệm CVD

1 Khối lượng thể tích pha lỏng (Liquid Density, o) (lb/ft3)

2 Tỷ số condensate hòa tan trong khí (Condensate Gas Ratio - CGR, rs) (stb/mmscf)

3 Hệ số thể tích thành hệ pha khí (Gas Formation Volume Factor – Gas FVF, Bgd) (ft3/scf)

4 Khối lượng thể tích pha khí (Gas Density, g) (lb/ft3)

Tỷ số condensate hòa tan trong khí, rs được xác định trong phân tích thí nghiệm CVD dựa trên thành phần mole của các cấu tử theo pha khí (yi) Cách xác định rs bao gồm các bước:

a) Thể tích pha khí tại bề mặt (ft3/mole) được tính toán theo thành phần mole của các cấu

tử pha khí từ C1 đến C5 tại cấp áp suất Pi:

sc

sc Pi

i Pi

surface gas

P

T y

V  10.732

5 1 _ _

_

(1.10) Trong đó, Tsc và Psc lần lượt là nhiệt độ và áp suất tại điều kiện chuẩn; yi_Pi là thành phần mole của các cấu tử theo pha khí tại cấp áp suất Pi

b) Tính toán thể tích pha lỏng tại bề mặt (ft3/mole) theo thành phần mole của các tử pha khí từ C6 đến C12+ tại cấp áp suất Pi:

) (

12 6 _ _

(1.11) Trong đó, MWi và i lần lượt là khối lượng mole và khối lượng thể tích của các cấu tử từ

C6 đến C12+

c) Xác định tỷ số rs (bbl/mmscf) tại cấp suất Pi theo công thức sau:

10000006146

.5_ _

_ _





Pi surface gas

Pi surface oil Pi

s

V

V r

(1.12)

16

Gas Formation Volume Factor (Bgd) được xác định trong phân tích thí nghiệm CVD dựa trên định nghĩa:

Pi surface gas i

V Pi condition surface

condition reservoir Pi

gd

V P

T Z

V

V B

_ _ _

_ _

16146

.5

732.10

là hệ số nén theo pha khí tại cấp áp suất Pi, được xác định từ phân tích thí nghiệm CVD

Trong phân tích thí nghiệm CVD, các tính chất PVT Gas Density và Liquid Density được xác định như sau:

Gas Density:

a) Xác định khối lượng mole của khí condensate tại các cấp áp suất Pi:

100 / ) (

Trong đó, Vgascomposition_Pi là thành phần của các cấu tử theo pha khí tại các cấp áp suất Pi;

MWi là khối lượng mole của các cấu tử

b) Từ thông số thể tích của 1 lb mole khí condensate trong ống thí nghiệm (V1lbmole_khí_cond_Pi) và MWgas_Pi đượcxác định tại bước a), Gas Density tại cấp áp suất Pi

được tính toán theo công thức:

Pi cond khí lbmole

Pi gas Pi

v

V

MW

_ _ _ 1

_

Liquid Density được xác định theo các bước như sau:

a) Xác định khối lượng của pha khí thoát ra khỏi ống thí nghiệm theo cấp áp suất Pi ( Mass removed hoặc Mremoved_Pi) (lb) từ dữ liệu số lb mole của pha khí thoát ra khỏi ống thí nghiệm theo cấp áp suất Pi, ngas_produced_Pi (bước 2c của mục 1.1.2)

Pi produced gas

Pi gas Pi

17

b) Xác định khối lượng của pha khí trong ống thí nghiệm theo cấp áp suất Pi (Mass of gas incell hoặc Mgas_incell_Pi) (lb) từ dữ liệu số lb mole theo pha khí trong ống thí nghiệm chứa khí condensate theo cấp áp suất Pi (bước 3a của mục 1.1.2)

Pi gas Pi

incell gas Pi incell

c) Tính toán khối lượng của pha lỏng trong ống thí nghiệm chứa khí condensate theo cấp

áp suất Pi, Mass of liquid hoặc Mliquid_Pi (lb) như sau:

_ _

i

Pi removed Pi

incell gas initial

Pi

M

(1.18) Trong đó: Minitial là khối lượng ban đầu của khí condensate trong ống thí nghiệm được đo trong thí nghiệm CVD

d) Tính toán Liquid Density theo cấp áp suất Pi từ dữ liệu ban đầu trong phân tích thí nghiệm CVD là phần trăm thể tích của pha lỏng trong ống thí nghiệm theo cấp áp suất Pi(Liquid Volume, SLPi):

Pi liquid Pi

o

SL V

1.1.3 Cơ sở lý thuyết về mô hình Black Oil hiệu chỉnh (MBO) [3]

Mô hình Black Oil (BO): Với mô hình Black Oil, hỗn hợp dầu-khí trong điều kiện vỉa

mặc dù có thành phần rất phức tạp nhưng được xem như chỉ bao gồm có hai pha lỏng và khí Mô hình BO cho phép mô tả ứng xử pha của hỗn hợp dầu khí trong quá trình khai thác, tuy nhiên mô hình BO ban đầu này chỉ mô tả được quá trình: pha lỏng trong điều kiện vỉa khi lên bề mặt tách ra thành pha lỏng và pha khí tại điều kiện bề mặt, trong khi

đó pha khí tại điều kiện vỉa khi lên bề mặt chỉ thu được pha khí tại điều kiện bề mặt Mô hình BO cho phép xác định: (1) thể tích pha lỏng tại điều kiện vỉa sẽ co ngót lại bao nhiêu lần khi đi lên bề mặt, (2) thể tích của pha khí tại điều kiện vỉa sẽ giãn nở bao nhiêu lần

Mô hình BO có các giả thiết sau:

a) Pha lỏng điều kiện vỉa khi lên bề mặt sẽ tách thành pha lỏng và pha khí điều kiện

Giới thiệu về mô hình Black Oil hiệu chỉnh (Modified Black Oil hoặc MBO): Đối với

Mô hình MBO cũng xem hỗn hợp dầu-khí trong vỉa bao gồm hai pha lỏng và pha khí giống như mô hình BO; Tuy nhiên, mô hình MBO có thể mô phỏng sự biến đổi pha phức tạp hơn của chất lưu khí condensate hoặc dầu dễ bay hơi mà mô hình BO không mô phỏng được: pha lỏng tại điều kiện vỉa khi lên bề mặt tách ra thành hai pha là pha lỏng và khí điều kiện bề mặt Đồng thời, pha khí tại điều kiện vỉa khi lên bề mặt cũng tách thành hai pha khí và lỏng (condensate) tại điều kiện bề mặt Vì vậy, mô hình BO cần được hiệu chỉnh thành mô hình MBO để có thể mô phỏng được sự biến đổi pha phức tạp như vậy

Mô hình MBO cho phép xác định lượng pha lỏng hòa tan trong pha khí điều kiện vỉa và

mô phỏng được sự biến đổi pha phức tạp của khí condensate thông qua việc bổ sung

Hình 1 4 Sơ đồ tính toán cân bằng pha theo mô hình Modified Black Oil

Bước 1: Thu thập dữ liệu ban đầu

trong tính toán của phương pháp MBO

Bước 2a: Tính hệ số chuyển đổi thể tích tương đương từ pha lỏng condensate tại điều kiện bề mặt sang pha khí tại cùng điều kiện,

g

C (scf/STB) và hệ số chuyển đổi thể tích tương đương từ pha lỏng tại điều kiện bề mặt (thu được từ pha lỏng tại điều kiện vỉa) sang pha khí tại cùng điều kiện,

Bước 2b: Tính toán tỷ số khí hòa tan trong pha lỏng (GOR) theo công thức của Standing,

dựa trên tỷ trọng của pha khí (thu được từ pha lỏng tại điều kiện vỉa),  o và tỷ trọng API của pha lỏng (thu được từ pha lỏng tại điều kiện vỉa), API.:

10 ) 4 1 055 0

g w s

oi o s o oi g i

R C

x R C y

x

/1

)/(

gi o s g gi g i

r C

x r C y

Trong đó, y g gi là thành phần mole của pha khí tại điều kiện bề mặt thu đƣợc từ pha khí trong điều kiện vỉa; x o gi là thành phần mole của pha lỏng tại điều kiện bề thu đƣợc từ pha khí trong điều kiện vỉa;

oi g

y là thành phần mole của pha khí tại điều kiện bề mặt thu đƣợc

từ pha lỏng trong điều kiện vỉa; x o oi là thành phần mole của pha lỏng tại điều kiện bề mặt đƣợc tách ra từ pha lỏng trong điều kiện vỉa Các thông số C o,

g

C , Rs đƣợc tính theo scf/STB và thông số rs là STB/scf

22

Tỷ số cân bằng pha Ki được xác định trong MBO theo công thức:

i

i i

x

y

K 

(1.26)

Mô phỏng các tính chất PVT theo mô hình MBO:

Tính chất PVT rs được tính trong bước 2c của mục Tính toán cân bằng pha theo mô hình MBO

Gas FVF và Gas Density tại áp suất Pi được xác định như sau:

a) Xác định nhiệt độ và áp suất giả tới hạn Tpr và Ppr tại cấp áp suất Pi:

Pi pc

i Pi pr

P

P P

_

pc Pi pr

i Pi i Pi

_ _

ci n

i Pi i

23

t Pi Pi

Pi Pi Pi Pi Pi

y

y y y y P

y

4 3 2

) 1 ( 0

i Pi sc

sc Pi

P

T Z T

Pi gd

Pi s g g

Pi v

B

r

_

_ _

3500764

(1.33) Liquid Density tại cấp áp suất Pi, o _ Pi đƣợc xác định dựa trên độ nén của pha lỏng tại cấp áp suất Pi, co_Pi và khối lƣợng thể tích của pha lỏng tại áp suất điểm bọt, ob:

10141.7(

1.79)(

004347

0exp

10

4

6 _

b i

b i ob

Pi o

P P

P P

Trong đó, áp suất điểm bọt Pb (psi) đƣợc xác định từ công thức của Standing:

)4.1(2

g z

R

10 ) /

Với Rs là tỷ số khí hòa tan trong pha lỏng (scf/STB); T là nhiệt độ (oF); API là tỷ trọng theo API của pha lỏng tại điều kiện bề mặt

Liquid FVF đƣợc xác định nhƣ sau:

Pi o

API Pi

o

B

_ _

5.131

5.1414

.62

24

Liquid Viscosity đƣợc xác định nhƣ sau:

a) Xác định tỷ số khí hòa tan trong pha lỏng tại cấp áp suất Pi(GORPi hoặc Rs_Pi, scf/stb) dựa trên công thức của Standing:

2 1 5

0 _

( 715

0

( 44

(1.41) Gas Viscosity đƣợc xác định nhƣ sau:

a) Xác định hệ số X theo công thức:

g

M T

X 3.59860.01

(1.42) Trong đó: Mg là khối lƣợng mole của pha khí tại điều kiện bề mặt

b) Xác định hệ số Y theo công thức:

25

X

Y2.40.2

(1.43)c) Xác định hệ số K theo công thức:

T M

T M K

)02.04.9

(1.44) d) Tính toán Gas Viscosity tại cấp áp suất Pi theo công thức của Lee Gonzalez:

4.62exp

1.1.4 Cơ sở lý thuyết về phương trình trạng thái EOS [10]

Giới thiệu về phương trình trạng thái EOS

Phương trình trạng thái (EOS) là phương trình biểu diễn mối quan hệ giữa áp suất (P), nhiệt độ (T) và thể tích (V) Một phương trình trạng thái cụ thể sẽ mô tả được thể tích và ứng xử pha của khí condensate Ưu điểm khi sử dụng phương trình trạng thái là cùng một lúc có thể mô phỏng hành trạng của tất cả các pha với chỉ một phương trình Bên cạnh

đó, phương trình trạng thái còn được sử dụng trong việc tính toán tỷ số cân bằng pha Ki

và mô phỏng các tính chất PVT của khí

Phương trình trạng thái Soave-Redlich-Kwong (SRK)

Năm 1972, Soave, Redlich và Kwong đưa ra phương trình trạng thái như sau:

)(

)(

b V V

T a b V

RT P

hệ số giãn nở (repulsion parameter); Pc , áp suất tới hạn, psia ; Tc , nhiệt độ, oR

Trong đó, α(T) hệ số không thứ nguyên, có giá trị bằng 1 khi nhiệt độ suy giảm Tr

(reduced temperature) = 1 Hệ số α(T) tính bằng công thức: